二是促进了可再生能源的充分利用。我国地域广阔，一次资源分布不平衡，可再生能源丰富的省份，如四川、云南、青海、甘肃、内蒙古等省，在来水、来风集中时期，完全依靠省内市场难以消纳富余电能，但通过跨区跨省交易，这些资源得到了充分利用，为国家节约了大量的煤炭资源，取得了较好的社会经济效益。
三是培育了市场主体的竞争意识。近几年来，跨区跨省交易电量比例不断增多，参与竞争的主体数量和电量份额不断增加，市场机制逐步发挥作用。目前，全国大部分区域都开展了竞争性外送电交易工作，通过挂牌、撮合等交易形式，促使市场主体积极关注市场，开展市场交易研究，培养了市场主体特别是发电企业的市场竞争意识，有利于进一步推进电力市场建设工作。
专栏：华东区域跨省竞价交易日趋活跃，市场主体踊跃参与
2009年，华东跨省集中竞价交易共连续开展7次，成交电量17.3亿千瓦时，华东、上海、江苏、浙江4个电网公司先后提出了购电申请，157家次发电企业提交了售电意愿。市场竞价过程公开透明，市场交易信息披露明确详细，成交价格完全由市场博弈形成，在0.232到0.408元/千瓦时之间，真实客观地反映了供求关系和煤炭资源价格的影响。发电企业市场主体在竞价过程中充分发掘自身优势，逐步加强对电网运行方式的理解，拟定报价策略的水平不断提高。
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三、发电权交易情况
目前发电权交易的主要交易机制有市场交易和政府部门指定交易两种，分别占65％和35％（各省发电权交易机制情况见图2－3－1）。交易品种包括计划内关停小火电机组电量替代、提前关停小火电机组电量替代、企业自备电厂电量替代、集团内部电量替代、水火电电量置换等。交易方式主要有电厂间自由协商、交易平台（区域或省内）上的集中竞价交易两种。
图2-3-1 各省市发电权交易机制情况
自电监会印发《
发电权交易监管暂行办法》（电监市场[2008]15号）以来，各电力监管派出机构加强监管，单独或会同各地方政府部门制定了发电权交易具体实施办法和操作细则，积极探索发电权交易方式，推进了区域和省级发电权交易市场建设。
专栏：监管机构加强发电权交易监管
（一）西北电监局印发了《西北区域发电权交易监管实施细则（暂行）》，对发电权交易开展的原则、方式、结算、网损收取进行了规定。2009年，电力监管机构批准了陕西、甘肃、青海的网损补偿率收取标准。其中，2009年陕西发电权交易网损补偿率为3.1％，相比2008年的发电权交易网损补偿率5％有较大下降，2010年按电力监管机构要求，网损补偿率按照1.45％的标准执行。
（二）华东电监局印发了《华东区域发电权交易监管实施细则（暂行）》，积极推进发电权交易市场化建设。目前，华东区域除福建以外，江苏、浙江、安徽、上海的小火电发电权交易基本采用发电厂之间协商、电厂内部替代和平台竞价方式由市场交易形成，通过市场方式达成的发电权交易转让率都为100％，电量指标在转让中没有减少。如江苏发电厂之间协商的替代上网电量为264亿千瓦时，替代电价283.07元/千千瓦时，被替代上网电量为264亿千瓦时，被替代电价146.93元/千千瓦时，市场交易取得显著成效。
（三）南方电监局也结合区域实际组织起草了《南方五省（区）发电权交易指导意见》，并完成了征求意见。
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近年来，大部分电力企业能够按照政府有关部门和电力监管机构的要求，认真贯彻国家节能减排政策，积极配合推进发电权交易，不断扩大发电权交易范围和规模，探索发电权交易的市场化机制（各省发电权交易电量情况见图2-3-2）。发电权交易在促进小火电顺利关停、稳定关停企业职工生活的同时，取得显著的节能环保效益，探索出了一条优化电力调度方式、促进节能降耗的市场化路径，受到了电力企业和社会的广泛肯定。
专栏：各省电网企业积极配合推进发电权交易
（一）江苏省电力公司认真落实以高效机组替代高耗能机组发电工作，完成交易电量264亿千瓦时，60万及以上机组完成交易电量占57%，充分发挥了大机组的高效、节能优势。
（二）山东和河北电力公司积极开拓发电权交易空间，交易电量均超过100亿千瓦时。
（三）贵州和云南电网公司利用南方电网大平台，合理利用西电东送通道空间，进行水火电量置换交易，丰水期保证云南水电外送、枯水期保证贵州火电外送，完成发电权交易电量5.5亿千瓦时。
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四、辅助服务补偿交易情况
辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由并网发电厂提供的服务，包括：一次调频、自动发电控制、调峰、无功调节、旋转备用、黑启动等。辅助服务补偿交易是辅助服务市场的初级阶段，电力监管机构负责组织实施，电力调度机构负责统计数据，电网公司协助结算补偿费用。
专栏：辅助服务补偿交易原则和主要特点
（一）遵循原则：并入省级以上电网的发电企业，均遵循“区域统一规则、按调度管辖范围补偿、分省平衡、随上网电费一同结算”的基本原则参与辅助服务补偿。
（二）主要特点：
一是在不改变现行电价体制、电价标准和辅助服务调用机制的前提下，实现辅助服务提供的公平，调动发电企业提供辅助服务的积极性。辅助服务补偿资金，来源于发电企业、使用于发电企业，不推动销售电价上涨，同时电网企业不参与考核与补偿，没有利益关系。对于辅助服务的调用仍然维持原来的“按需调用体制”，不需要对电力系统现行的运行方式进行改变。
二是辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。基本辅助服务是指为了保障电力系统安全稳定运行，保证电能质量，发电机组必须提供的辅助服务，包括一次调频、基本调峰、基本无功调节等，基本辅助服务不进行补偿。有偿辅助服务包括AGC、有偿调峰、AVC、黑启动、无功、旋转备用。
三是辅助服务补偿采用“以支定收”方式。事先确定补偿标准，根据发电厂实际提供的辅助服务贡献量计算所需的总费用，所有电厂按各自上网电费的比重分摊所需总费用。
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各区域电监局会同省电监办在完成辅助服务管理实施细则的制订、宣贯工作基础上，大部分已组织开展试运行或模拟运行，正逐步建立起区域统一的辅助服务管理机制。其中南方电监局已尝试将跨省（区）电能交易与跨省（区）辅助服务补偿交易相结合，并初步解决了“西电东送”当中辅助服务的补偿交易问题。
专栏：各区域辅助服务的实施情况[37]
（一）南方区域开发了全区统一的辅助服务市场支持系统，在全国率先将辅助服务放在了区域统一平台上进行补偿。按照国际上成功电力市场的惯例，将区外售电的电网公司视作本省内一个无辅助服务能力的电源参与费用分摊，将跨省（区）电能交易分为电量交易和辅助服务交易两个部分，为解决三峡、黄河的水电参与跨省区补偿分摊做了有益尝试。
（二）西北电网及陕西、甘肃、宁夏、青海、新疆电网于2009年3月31 日在全国率先启动试运行工作，7月进行第一阶段总结，并进一步修订细则、完善技术支持系统功能，已完成对试运行阶段西北电网公司技术支持系统的评估和验收。目前正在进一步完善各项工作，西北电监局正组织开展《黄河上游水电厂参加西北区域辅助服务专题研究》，为下一阶段开展跨省辅助服务补偿做好准备。
（三）华北区域于2009年元月在全国率先启动了京津唐电网“两个细则”模拟运行，5月1日起进入试运行阶段，华北电网公司根据监管机构的批复每月与发电企业进行考核和补偿的费用结算。根据实施情况，华北电监局召集电力企业对实施细则进行了两次修订完善工作。2009年5－12月，京津唐电网的辅助服务补偿资金为48571万元，占当期电费的1％左右。河北南网已经进入模拟运行阶段；山东电网技术支持系统仍处在建设阶段；山西、内蒙电网技术支持系统建设还未启动。
（四）东北区域的东北电网及辽宁、吉林、黑龙江省2009年均已完成技术支持系统的建设，目前全部处在试运行阶段。下一步，东北电监局将根据试运行经验，修订完善细则后转入下一阶段试运行。
（五）华东区域的华东电网及上海、安徽、江苏、浙江省2009年均已经完成技术支持系统建设，2010年初进入试运行。福建省技术支持系统建设相对滞后，仍处在建设阶段。
（六）华中区域的华中电网、湖南、湖北电网于2009年12月31日开始模拟运行；四川电网于2009年11月30日开始模拟运行；重庆电网于2009年12月31日进入试运行。江西、河南省技术支持系统建设相对滞后，仍处在建设阶段。
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实施辅助服务补偿以来，发电企业进一步健全实施组织机构、建立内部规章，服从调度指令；调度机构科学调用辅助服务，详细统计数据并定期向电力监管机构报送；电网公司按照电力监管机构的批复结果对补偿费用及时结算，辅助服务补偿实施细则实施顺利。
目前，电监会已组织有关方面开展辅助服务市场化、大型水电站跨省参与辅助服务补偿、备用补偿模式等课题研究，长江电力公司也开展了水电跨区辅助服务补偿研究，在深入总结经验的基础上，探索辅助服务市场化的实现路径。
第四节 厂网秩序情况
一、合同签订、备案以及合同支付情况
为加强电能交易监管，保障电力企业和电力用户的合法权益，应在平等、自愿协商的基础上，参照电监会和国家工商总局发布的合同示范文本签订电能交易合同，并向所在地电力监管机构备案。
电力企业普遍较为重视购售电行为的规范性与合法性，绝大部分电能交易都签订了合同，主要包括网厂年度基数合同、网网跨省（区）合同、厂网跨省（区）合同、发电权交易合同、直接交易合同等五种类型的购售电合同。全国共签订购售电合同（含竞争性和非竞争性）3938份，备案3938份，备案率100%。青海电力公司合同（协议）签订规范，主要内容严格参照范本，备案及时。
专栏：全国电能合同（协议）签订备案情况
全国电力企业共签订电能交易合同3938，备案3938份。具体为：电网企业与发电企业签订的购售电合同1690份，其中年度基数合同1639份、优惠电合同51份；电力用户与发电企业签订直接交易合同441份（其中440份为直购电名义的优惠电，采用委托电网企业结算方式，合同中用户与发电企业非一一对应关系，由电网企业组织实现）；电网企业之间签订的跨省（区）电能交易合同518份；电网企业与发电企业签订的跨省（区）电能交易合同926份；发电企业之间签订的发电权交易合同363份。
国家电网公司共应签订6份基数购售电合同，实际签订6份，备案6份。分区域看，东北区域年度基数合同应签订162份，实签161份，签订率99%，备案率100%；华北区域[38]年度基数合同应签订270份，实签226份，签订率84%，备案率100%；华东区域年度基数合同应签订240份，实签订240份，签订率100%，备案率100%；西北区域年度基数合同应签订399份，实签398份，签订率99%，备案率100%；华中区域年度基数合同应签订356份，实签356份，签订率100%，备案率100%；南方区域年度基数合同应签订263份，实签262份，签订率99%，备案率100%。
全国新（改）签的《并网调度协议》有744份，备案744份。分区域看，东北区域新（改）签96份，备案96份；华北区域新（改）签144份，备案144份；华东区域新（改）签81份，备案81份；西北区域新（改）签131份，备案131份；华中区域新（改）签378份，备案378份；南方区域新（改）签208份，备案208份。
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合同支付是电力市场主体交易行为的重要内容。加强合同支付行为的监管，有利于保护合同各方的合法权益。网厂双方应按照《
电力监管条例》（国务院令第432号）和电监会关于合同支付的有关规定，遵循依法、诚信、公平、公正的原则确定合同中的支付条款，并进行合同费用支付。
2009年，受国际金融危机等因素影响，发电企业和电网企业不同程度的出现了经营困难、资金紧张情况。绝大部分电网企业能够克服自身经营压力，依照有关规定和《购售电合同》中约定的合同支付条款，及时、足额向发电企业支付合同费用。全国35家省级及以上电网企业应支付合同费用1.0526万亿元，实际支付1.0520万亿元，全国合同支付率99.98%，较上年有较大幅度的提高。合同支付率达到100%的电网企业有31家，较去年增加6家（详见附表2），但承兑汇票占合同费用比例仍然较大，个别地区电网企业在发电企业之间以现金支付合同费用的比例非常不均衡。
专栏：厂网合同支付逐步规范
东北电网公司、辽宁省电力公司08年购售电合同中 “按电费实收比例支付发电企业上网电费”条款已在09年合同中删除。
华北、华中、华东、东北等区域电网企业09年合同支付率均达100%，合同支付情况整体较好。
山东、江苏、广东等14家电网企业实现当年全额现金支付发电企业合同费用。
湖南、青海通过努力，承兑汇票支付合同费用比例逐年下降。湖南省电力公司2006、2007、2008、2009年承兑汇票的支付比例分别为48.74%、48.14%、27.26%、26%。青海省电力公司2007、2008、2009年承兑汇票的支付比例分别为65.99%、51%、36.58%。
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二、调度交易信息公开情况
各省（区）电力调度交易机构按照电力监管机构的有关要求，通过信息发布会、简报、报刊、广播、电视、公告等多种途径披露信息，公开的信息内容逐渐丰富、范围逐步扩大、方式更加多样，厂网联席会议、网站、信息发布会已成为电力调度交易信息公开的主要方式。电力企业信息披露次数共计11440次。其中，事前信息公开1208次，占10.6%，事后信息公开7647次，占66.8%，事前事后都公开有2574次，占22.5%，其他有11次，占0.1%。采用交易大屏幕准实时发布相关信息的电网企业有30家，发布内容涉及发供电情况、调度安排、水情预测、发用电负荷预计、月度电量计划、设备检修计划、月度发电计划安排、考核补偿情况等。
各省级以上电网企业普遍重视电力交易与市场秩序报告工作，能够克服数据量大、报表覆盖范围较广的困难，按照要求及时报送，部分电网公司报送质量较高。
专栏：安徽、江西省电力公司重视电力交易与市场秩序数据报送工作
2009年，安徽、江西省电力公司重视电力交易与市场秩序数据报送工作，交易机构设置专人专岗负责该项工作，做到数据准确、报送及时，年度报告数据格式准确清晰，能够一次读入电力交易与市场秩序数据统计分析系统。
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三、并网运行管理情况
《
发电厂并网运行管理规定》（电监市场[2006]42号）保障电力系统安全、优质、经济运行，促进厂网协调，维护电力企业合法权益。发电厂并网运行管理考核资金来源于发电企业、使用于发电企业，定期做到考核资金清零。
截至2009年底，除山西、内蒙、山东、福建、江西、河南省（区）以外，全国省级以上电网均已基本完成技术支持系统建设。大部分省区已按照电力监管机构的并网运行管理考核办法[39]执行，个别省区暂按地方政府或电网企业的文件执行。各电网公司年终基本做到考核资金清零（详见附表5）。
并网运行管理考核实施细则试运行工作取得较好成效，并网发电机组和电网运行水平明显提高，促进了电力系统的安全稳定运行。
专栏：京津唐电网实施并网考核后效果显著
（一）电厂运行水平得到提高。一是机组一次调频性能显著提高，根据频率扰动分析结果，直调机组一次调频正确动作率由94.6％提高至97.8%，一次调频合格率（速度变动率不超过5%）由44.6%提高至83.9%。二是机组跟踪发电计划意识增加，并网考核实施后，机组发电控制偏差多数时间保持在1%以内，只有在升降负荷时部分机组发电控制偏差超出2%，机组跟踪发电计划水平有效提高。
（二）电能质量得到保证。一是电厂投入AGC积极性增加，AGC性能大幅度提高，与实施前相比，投入AGC的机组性能指标平均响应时间由1分钟达到30秒、平均调节精度为容量的1%降到0.8%、平均调节速率为1%提高到1.14%，一些电厂的以上指标还在逐渐提高。二是AVC调节性能提高。实施前，全网AVC调节合格率平均值仅为71%，所有电厂均受到考核，但在试运行后AVC调节合格率平均值达到99.16%，目前没有电厂受到考核。
（三）电力平衡得以保证。电厂在预见到可能会发生出力受阻时，主动提前申报减出力申请，以避免未申报型调峰考核，便于调度人员及时了解机组发电能力，促进了电力平衡。
（四）电厂信息安全防护体系得到加强。在模拟运行期间，19个电厂未安装二次安全防护设备，在试运行的5月份仅余2个厂未安装二次安全防护设备，目前所有电厂均安装二次安全防护设备。
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四、新建机组并网及进入商业运营情况
为规范新建发电机组进入商业运营管理，维护电网企业和发电企业的合法权益，促进电网和并网发电机组安全稳定运行，电监会2007年制订了《
新建发电机组进入商业运营管理办法（试行）》[40]（办市场[2007]40号）。新建发电机组进入商业运营的相关工作应坚持公平、公正、高效的原则。电力监管机构对新建发电机组进入商业运营工作实施监管。
专栏：《商业运营管理办法》规定的新建发电机组进入商业运营的程序
（一）发电企业应根据新建机组的建设情况，在计划进入商业运营前向政府有关部门申请次年调控电量，同时向相关电网企业通报建设进度安排，由政府有关部门及相关电网企业根据综合平衡情况予以安排。
（二）新建发电机组应在进入调试运行期前3个工作日向相关电网企业提出调试运行申请，电网企业自接到发电企业调试运行申请之日起3个工作日内安排调试工作。
（三）新建发电机组满足进入商业运营的各项条件后，发电企业应当向电网企业提出转入商业运营的申请。电网企业自收到发电企业提出的新建发电机组进入商业运营申请之日起3个工作日内核实情况并予回复。
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专栏：新建机组调试差额资金分配原则
由于新建机组在调试期间运行不稳定，额外增加了系统的旋转备用，因而新建发电机组调试电量上网电价与其商业运营电价差额形成的资金，应主要用于补偿为新建机组调试运行提供服务（主要指备用服务）的电力企业。资金使用方案由所在电网企业商发电企业提出，报相应电力监管机构和当地政府有关部门备案。
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2009年，全国新建省级以上调度直调发电机组370台，新建总容量8621万千瓦，其中已进入商业运营276台，全国新建机组调试期电量差额资金14.9亿元。在新建机组首次并网及进入商业运营过程中，绝大多数电网企业能够按照国家有关规定，根据发电企业提出的并网申请，安排新建机组调试运行，及时签订《并网调度协议》和《购售电合同》，对于经核实已满足进入商业运营条件的新建发电机组，按照规定及时办理新建机组转商业运营手续，并按商业运营的起始时间追溯支付上网电费。
部分电网企业积极与发电企业协商，按照有关要求对2009年9月前形成的新建机组调试运行期差额资金制订了分配使用方案，报监管机构备案后实施（详见附表3）。
专栏：四川、云南及时分配新建机组调试期差额资金
（一）四川省电力公司根据成都电监办下达的《四川省2008年新投运机组商运电价与试运行电价差额资金使用方案》（成电监[2009]14号）的有关规定，按照四川省电力公司和具有AGC功能发电机组各占差额资金50%原则，对差额资金进行了分配。四川发电企业认为差额资金分配过程比较公平，分配比例比较合理；
（二）云南电网公司根据南方电监局和昆明电监办的要求，制订了《云南统调电网新投机组2007年7月-2009年11月调试期电价差额资金分配方案》（昆电监价财[2009]209号），根据国家差额资金主要用于补偿为新建机组调试运行提供服务的发电企业和电网企业的精神，云南电网公司与发电企业达成一致意见，按照网厂6：4的比例对差额资金进行了分配。云南发电企业认为协商过程体现了平等原则，差额资金分配比例比较合理。
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第三部分 存在的问题
第一节 非竞争性电能交易存在的问题
一、基数电量交易中存在的问题
（一）个别省份制订的年度基数电量计划违反“三公”原则。
个别省份在制定年度基数电量计划时未公平对待省内发电企业，没有遵循“公开、公平、公正”的基本原则，相同容量等级的同类型机组发电利用小时相差过大，年度基数电量计划存在不合理情况。
专栏：陕西省基数电量计划制定违反“三公”原则
陕西省在安排年度电量计划时对新旧机组差别过大，当年投产新机无基数电量计划，上一年度投产次新机低于同类机组发电计划1000小时。使部分高效机组利用小时远远低于能耗高机组，如2008年投产的大唐韩城二厂、华电蒲城三期大容量、高效、环保60万机组的2009年度计划利用小时数为分别为2800小时、2200小时，低于其他电厂的3350小时。
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（二）部分调度交易机构安排发电计划科学性和公平性不够，部分地区基数电量合同完成率低于100％。
部分电网内的常规燃煤机组基数电量计划完成进度不均衡，完成率均方差较大。如内蒙等地直调常规燃煤发电企业年度基数电量计划完成率均方差超过20%，发电企业年度计划电量完成进度不均衡，实际发电量完成较年初计划变化较大。蒙西电网内30家常规燃煤电厂中18家发电企业年度计划电量完成率超过平均值±3%，占比60%。
基数电量由于价格较高、年度流动平衡等因素往往成为月度结算中最后进行电量结算的种类，造成保证发电企业基本利益的基数电量合同较难完成。
专栏：部分地区低价电合同优于基数合同完成
河南省年度预测计划电量常年大于实际上网电量，由于外送电量、优惠电量均优先于基数电量进行电量结算，造成河南省发电企业基数上网电量合同完成率低于100%，为85％；内蒙古、甘肃年度基数计划电量完成率也都低于100%，分别为96.04%、98.38%。而以上三省基数外上网电量合同完成率都达到100%。
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（三）部分省份制订基数电量计划科学性不够。
